Фазовая проницаемость - коллектор
Cтраница 3
Существует несколько причин уменьшения относительной фазовой проницаемости коллектора в призабойной зоне скважин для фильтрующихся жидкостей и газов. Изменение фазовой проницаемости для газа и углеводородной жидкости ( конденсата) происходит за счет увеличения водонасыщен-ности коллектора вследствие проникновения фильтрата бурового раствора и обводнения пласта. Немаловажное влияние на фазовые проницаемости коллектора оказывает изменение характеристик смачивания породы под действием инфильтрата бурового раствора ( как на водной, так и на углеводородной основе), а также адсорбция смол и асфальтенов из фильтрующейся га-зоконденсатной ( нефтегазоконденсатной) смеси. [32]
Изменение фазовой проницаемости для газа и углеводородной жидкости ( конденсата) происходит за счет увеличения во-донасыщенности коллектора вследствие проникновения фильтрата бурового раствора и обводнения пласта. Немаловажное влияние на фазовые проницаемости коллектора оказывает изменение характеристик смачивания породы под действием инфильтрата бурового раствора ( как на водной, так и на углеводородной основе), а также адсорбция смол и асфальтенов из фильтрующейся газоконденсатной ( нефтегазоконденсатной) смеси. Все эти причины изменения фазовой проницаемости коллектора так или иначе входят в понятие скин-эффекта. В то же время основной фактор уменьшения фазовой проницаемости коллектора у забоя газоконденсатной скважины, каким является накопление в этой зоне ретроградного конденсата, как правило, не включается в определение одной из составляющих скин-эффекта. Как показывают результаты многочисленных исследований, накопление ретроградного конденсата в призабоинои зоне скважин может явиться фактором, вполне сопоставимым по воздействию на продуктивность скважин с другими факторами, обусловливающими скин-эффект. Поэтому проблеме влияния процесса накопления ретроградного конденсата на продуктивность газоконденсатных скважин следует уделять не меньшее внимание, чем другим формам ухудшения фильтрационных свойств пласта у забоя скважин. Более того, из-за многообразия проявления процессов, происходящих в призабойных зонах газоконденсатных скважин, очень важна детальная оценка причин ухудшения их продуктивности. Среди факторов, определяющих продуктивность скважин, особую роль, несомненно, играет состояние прискважинных зон пласта. [33]
В гидрофобных коллекторах могут отмечаться меньшие значения максимальной насыщенности призабойной зоны в связи с тем, что установление соотношения скоростей фильтрации жидкости и газа, соответствующих равновесному состоянию, наступает при меньших, чем в гидрофильных пластах, значениях насыщенности. В то же время для гидрофильных коллекторов вовсе не обязательно более резкое изменение относительной проницаемости коллектора для газа по мере накопления конденсата. Этот параметр связан со значением изменения фазовой проницаемости коллектора для газа в интервале изменения насыщенности от нуля до критической насыщенности по жидкости, т.е. в той области, в которой перенос компонентов осуществляется в газовой фазе, а жидкость является неподвижной. [34]
На основании детального анализа результатов эксплуатации выявлено, что показатели разработки чисто нефтяных зон соответствуют или близки к проектным и незначительно отличаются от показателей разработки основных залежей нефти Сургутского и Юганского районов. Различия в разработке заключаются в некотором сокращении периода и объема отбора нефти за безводный этап эксплуатации скважин, более низком объеме добычи нефти на скважину за весь период разработки и меньших удельных дебитах скважин по нефти при близких фильтрационных свойствах пластов. Различия в этих показателях обусловлены более низкими величинами начальной нефтенасы-щенности коллекторов продуктивных пластов, обусловившими уменьшение коэффициентов вытеснения и охвата, а также понижение фазовой проницаемости коллекторов по нефти. Ожидаемая конечная нефтеотдача пластов в чисто нефтяных зонах составит 30 - 50 %, величина ее в основном определяется особенностью геологического строения пластов, наличием недона-сыщенных прослоев и близостью расположения скважин к зонам высокой неоднородности нефтенасыщения коллекторов пласта. [35]
Изменение фазовой проницаемости для газа и углеводородной жидкости ( конденсата) происходит за счет увеличения во-донасыщенности коллектора вследствие проникновения фильтрата бурового раствора и обводнения пласта. Немаловажное влияние на фазовые проницаемости коллектора оказывает изменение характеристик смачивания породы под действием инфильтрата бурового раствора ( как на водной, так и на углеводородной основе), а также адсорбция смол и асфальтенов из фильтрующейся газоконденсатной ( нефтегазоконденсатной) смеси. Все эти причины изменения фазовой проницаемости коллектора так или иначе входят в понятие скин-эффекта. В то же время основной фактор уменьшения фазовой проницаемости коллектора у забоя газоконденсатной скважины, каким является накопление в этой зоне ретроградного конденсата, как правило, не включается в определение одной из составляющих скин-эффекта. Как показывают результаты многочисленных исследований, накопление ретроградного конденсата в призабоинои зоне скважин может явиться фактором, вполне сопоставимым по воздействию на продуктивность скважин с другими факторами, обусловливающими скин-эффект. Поэтому проблеме влияния процесса накопления ретроградного конденсата на продуктивность газоконденсатных скважин следует уделять не меньшее внимание, чем другим формам ухудшения фильтрационных свойств пласта у забоя скважин. Более того, из-за многообразия проявления процессов, происходящих в призабойных зонах газоконденсатных скважин, очень важна детальная оценка причин ухудшения их продуктивности. Среди факторов, определяющих продуктивность скважин, особую роль, несомненно, играет состояние прискважинных зон пласта. [36]
Вместе с тем коллекторские свойства пласта не оказывают решающего влияния на эффективность обработок, а определяют характер распределения насыщенности в жидкостном вале, удаленном от скважины в ходе ее обработки. В отличие от случая обработки скважин сухим газом, в некоторых из этих вариантов задавались фазовые проницаемости коллектора, зависящие от пластового давления, путем учета в них зависимости от давления поверхностного натяжения на границе раздела фаз. Учет этого фактора при исследовании процессов обработки призабойных зон углеводородными растворителями представляется очень важным исходя из следующих предпосылок. [37]
Следовательно, эта возможность присуща только кривым w / ( т), построенным по результатам анализа керна, отобранного в случае применения раствора на нефтяной основе. Использование керна, отобранного на водном растворе, для рассматриваемой здесь цели возможно при промывке керна в процессе отбора фильтратом раствора и наличии данных о минерализации фильтрата, погребенной воды и воды в керне. Следовательно, литологические разности с минерализацией воды, совпадающей с минерализацией фильтрата раствора, представляют в данном случае эффективную нефтенасыщенную мощность. Наименьшая величина емкости пород и проницаемости этих литологических разностей является искомой границей, при которой фазовая проницаемость коллектора для нефти в условиях водонапорного или упруго-водонапорного режима больше нуля. Найденная таким путем эффективная нефтенасыщен-ная мощность, как уже упоминалось выше, не тождественна мощности коллектора, описываемой профилями притока или поглощения. Она обычно больше последних, так как неполный охват коллектора по данным притока и поглощения обусловлен дополнительно гидродинамическим несовершенством скважин вследствие загрязнения лризабойной зоны пласта и других факторов ( см. гл. [38]
На рис. 5.20 представлены результаты расчета процесса накопления ретроградного конденсата у забоя скважины. В зоне пласта вокруг скважины, там, где капиллярные числа значительны, наблюдается уменьшение насыщенности пласта углеводородной жидкостью по мере приближения к скважине. Для существующих в реальной промысловой практике скоростей фильтрации размеры этой зоны очень малы ( до 2 - 3 м) из-за уменьшения скоростей фильтрации газа и жидкости на границе этой зоны до значений, уже близких к пластовым. Например, даже при достаточно высоких дебитах скважин ( до 100 - 200 тыс. м3 / сут на 1 м толщины пласта), радиусе скважины около 0 1 м и пластовом давлении 10 - 20 МПа скорость фильтрации газа на расстоянии 2 м от скважины будет около 3 - 10 - 4 - 12 - 10 - 4 м / с. Таким образом, в реальных условиях на расстояниях от скважины 2 - 3 м капиллярные числа могут составлять уже примерно 10 - 7 - 10 -, т.е. находятся в области, которая характеризуется малым влиянием капиллярных чисел на фазовые проницаемости коллектора. [39]
Страницы: 1 2 3